La Nation - Hebdomadaire Algérien

Numéro 101

Edition du 01 au 07 Mai 2013



Algérie 2015 : Le spectre lancinant du début de la fin des exportations pétrolières.

Ali Kefaifi*
Mardi 27 Décembre 2011

Le problème que nous abordons se situe dans le cadre de la rente pétrolière, des conséquences de la baisse durable de la production pétrolière et de ses effets sur la viabilité financière de la Nation, sous un horizon très proche (2018-2020 ?).
Les études, effectuées ici et là, montrent que ce phénomène, dont l’occurrence est prévue dans les 5 à 10 années, sera marqué par la cessation des exportations pétrolières et des effets macro-économiques considérables
Ce phénomène est dû à la baisse de la production pétrolière (déplétion) liée au pic pétrolier observé depuis 2006 et conjuguée à l'accroissement considérable, depuis 2008,de la consommation domestique en produits pétroliers. Ces consommations de produit pétroliers se substituent naturellement aux exportations.
Le problème qui se pose alors est dû à l'absence de relais pour la source de pétrole, compte tenu de l’inadéquation des politiques d'exploration-production, mises en œuvre depuis 2000.
Nous montrons que la politique d'exploration-production, dite politique des 100 puits/ 10 000 km2, telle que suivie actuellement, nous mène à cette impasse .Elle est aggravée par la multiplication d'objectifs énergétiques totalement prématurés et sources de dépenses considérables, car non rentables avant 2025-2030 (gaz de schiste, off-shore, éolien, solaire, etc.).
Nous proposons une politique alternative d’exploration-production pour éloigner, voire supprimer, ce spectre.



La gravité de la situation financière à l'horizon 2015-2023 impose d'attirer l'attention des décideurs et des autres citoyens du pays.
En situation normale, cette analyse du secteur énergétique, qui constitue 98 % des ressources à l'exportation, pourrait constituer un document de sensibilisation et d'alerte pour le Conseil National de l'Energie.

Le problème est considéré comme éminemment grave car quasiment sûr et irrémédiable, sauf s’il est immédiatement opéré un changement à 180° des politiques et programmes énergétiques lancés depuis la mi 2010.
Le scénario actuel nous interpelle en termes de survie de la Nation, pendant la période 2015-2030.
En effet, dans le secteur énergétique, l’unité de temps (durée ex-nihilo du lancement d’un projet pétrolier ou d’une centrale électrique) est de 10 ans dans le monde et 15 ans en Algérie.

De ce fait, il faut agir vite et immédiatement si nous voulons éviter à l’Algérie la perspective d’un gouffre financier et de l’apocalypse économique et sociale pendant la période 2015-2030.

Si le scénario Business as Usual (BaU)  se produisait, alors ce sera fini des 50 années d'indépendance financière acquises grâce au statut de pays rentier mono exportateur de pétrole.
Dans ce cas, l'Algérie serait alors reléguée dès 2015-2020 au rang d’éternel assisté du Fonds Monétaire International.

I  Le  cadre  et les enjeux:

Dans un entretien récent (12 12 2011), le politologue Mohamed Chafik Mesbah relevait
 
«Une absence dramatique de vision stratégique – globale et pertinente – quant au développement de l'Algérie ».
La juxtaposition de projets et de réalisations physiques ne tiennent pas lieu de stratégie.
Le phénomène de violence qui risque d'accompagner une transition, dans tous les cas, inéluctable, ce sont, cependant, les risques de rupture de cohésion de la société algérienne et de désintégration de l'unité territoriale du pays qui entretiennent le plus ma crainte. »
 
Cependant, parmi les nombreusescauses, il en est une qui, à notre avis, n’est pas suffisamment prise en considération.
 
Il s’agit de la cessation prochaine des exportations pétrolières (donc plus d’importations, un endettement intenable, l’inflation, la dégringolade du Dinar, la fin des subventions etc.), dans 5 à 10 années, ce qui équivaut à dire après demain matin à l’échelle de l’histoire d’un pays rentier totalement pieds et poings liés au pétrole.
 
3 phénomènes concomitants mais indépendants expliquent cela :
  • Pour son pétrole conventionnel, l’Algérie est entrée dans son pic (plateau) pétrolier depuis 2006. Au lieu de gérer intelligemment les gisements existants (Récupération secondaire et tertiaire pour Hassi Messaoud), les responsables actuels se tournent vers d’hypothétiques ressources non conventionnelles (gaz de schiste, off-shore) très coûteuses, non compétitives par rapport aux ressources conventionnelles disponibles en Algérie, et n’apportant les solutions attendues efficacement qu’après 2025-2030.
TAB production oil

  • La consommation domestique en carburants et autres produits pétroliers, dont le gaz oil, connait une croissance particulièrement élevée depuis 2008, sous l’effet des importations de voitures et d’autres phénomènes.
  • Des décisions stratégiques n’ont pas été prises au début de la décennie précédente (politique de raffinage, politique gazière, modèle de consommation énergétique, optimisation de la consommation domestique de gaz)
En outre, et de manière générale, le ou les responsables du secteur énergétique se détournent des vrais problèmes et consacrent le peu d’intelligence disponible localement  à la mise en œuvre de politiques inopportunes, eu égard aux véritables problèmes stratégiques et graves pour la Nation en cette décennie.

Pour brasser du vent et détourner la Nation de ses problèmes de survie (endettement futur et structurel, zéro emplois crées, zéro croissance, zéro développement), on « papillonne » prématurément  sur des sujets  intéressant les 2 prochaines décennies, tels l’éolien, le solaire, le gaz de schiste, l’ off-shore ,le nucléaire ,et d’autres activités futiles pour l’Algérie de 2012 , non rentables par manque de compétence et absence de compétitivité (exploration à l’étranger, diversification à l’international).) .
Ces sujets, intellectuellement intéressant concernent  les pays dépourvus de pétrole ou de gaz à faible coût, mais ne concernent pas l’Algérie actuelle ou ne résoudront pas ses problèmes en cette décennie 2010-2020.

Tout au plus, ces sujets pourront satisfaire des bureaucrates en mal de trouver des biens ou services importables et susceptibles d’aider à agrandir le gouffre des subventions de l’Etat, aux côtés du blé, du sucre, de l’huile, des carburants, etc.
En effet pour un pays qui a du gaz pour 60 ans, et sur le plan de la rationalité économique (efficacité, rentabilité, compétitivité), les activités citées ci-dessus ne constituent pas une priorité pour l’Algérie durant la période 2015-2025.

L’analyse des données stratégiques réelles, tant techniques qu’économiques, montrera au lecteur l’urgence qu’il y a à changer, à 180° et dès 2012, la politique énergétique de l’Algérie.
 
Pour ce faire ,nous aborderons les différents chapitres expliquant la situation et justifiant une politique énergétique (pétrole ,gaz, énergie) susceptible de permettre à l’Algérie d’éviter le désastre financier et économique de 2015-2030, desastre qui sera marqué par l’absence de ressources financières  (économie mono exportatrice), l’endettement externe (importations ,subventions, budget de fonctionnement) et l’absence de politiques de diversification industrielle et économique.
 
Ces chapitres permettront de :
  • Evaluer le véritable bilan du secteur des hydrocarbures et de l’énergie
  • Etre conscient et être alerté sur les conséquences d’un scénario du type « Business As Usual » (hypothèse de continuité  ou « Demain  comme Hier »)
  • Réfléchir sur celles des propositions tirées de l’analyse stratégique (noyau stratégique national, forces, faiblesses, menaces, opportunités, axes stratégiques) 
 
  1. La baisse des réserves pétrolières depuis 2006:

Les réserves pétrolières algériennes ont connu une stabilité profitable durant 30 ans (1972-1999).
En dépit de la consommation domestique et des exportations, l’Algérie a jusqu’en 1999 constamment amélioré le niveau de ses réserves pétrolières ; c’est-à-dire qu’en moyenne l’Algérie découvrait chaque année plus de pétrole qu’elle n’en consommait (exportations + consommations domestiques).

Ceci ne fut plus le cas depuis ces 10 dernières années car, chaque année depuis 2000, nous découvrons en moyenne moins du ¼ de la consommation annuelle (exportations + consommations domestiques).

Cependant la réalité est pire car  à proprement parler, ces 10 dernières années, il ne s’agissait pas de découvertes réelles mais de développement de réserves issues de champs déjà découverts (transformations de réserves possibles en réserves prouvées, etc.) cf. mem
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Cependant, en dépit de la rationalité économique fondée sur la théorie des ressources non renouvelables (en particulier le théorème de Hollerint sur la politique optimale d’extraction des hydrocarbures, théorème tiré des théories du contrôle optimal) la production a été augmentée dès 2003, en dépit de la faiblesse des découvertes, de la politique inappropriée d’extraction des hydrocarbures et de l’augmentation considérable du prix du pétrole.
 
Cette erreur relative au taux d’extraction a été à l’origine de l’explosion des importations (+ 500% en 10 ans) et constituera l’Algerian Disease, maladie apparemment incurable.
 
  1. L’évolution à la baisse de la production de pétrole brut :
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Cette production recouvre les hydrocarbures liquides (pétrole brut + condensats + GPL).
Cependant, hors condensat et GPL, la courbe montrerait une baisse plus accentuée, due au pic pétrolier.
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Les exportations de pétrole brut ne permettent plus de financer les importations du pays, comme l’indique le graphique ci-dessous.

Le surplus financier est équivalent aux exportations gazières.

Cependant, la déconnection du prix du gaz par rapport au prix du pétrole tel qu’observé aux USA (3 à 4 $/MM BTU soit l’équivalent de 20 $/baril équivalent pétrole contre 100$/ baril pour le pétrole) risque de s’étendre aux autres marchés régionaux dont l’UE, client traditionnel de l’Algérie (90 % des importations).

Cela nous laisse craindre des situations déjà rencontrées en 1998-1999 (pétrole alors à 9 $/Bbl et un gaz algérien non rentable).
Le pétrole servait alors à financer les pertes dues à l’exportation du GNL !! 

  1. Le nombre d’années de réserves pétrolières restantes :
Le graphique suivant (BP statistics) montre le rapport R/P, R étant les réserves et P la production de l’année.
Ainsi, il est égal à 16,5 années en 2010.

Il signifie qu’en l’absence de découvertes ou de récupération assistée plus évoluée, la dernière goutte de pétrole sortira en 2026 ou avant.

Ce ratio est conservateur car il ne prend pas en considération l’augmentation de la production (P) ou les problèmes liés au gisement en phase de déplétion.

Ce graphique signifie que la fin des exportations pétrolières arrivera dans quelques années (2018 ? 2020 ?) en fonction de l’évolution de la demande mais aussi de la politique des Associés car ils gèrent plus de 50 % du pétrole algérien et que leur conception de la politique d’extraction optimale diffère de la nôtre.
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  1. La couverture des importations algériennes par les exportations de pétrole brut
- les exportations de pétrole stricto sensu (hors gaz) ne couvrent plus les importations algériennes (blé et autres aliments, médicaments, voitures, biens d’équipements, etc.), sans parler de la balance des services (10 milliards $ en sus)
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L’autonomie, ou son pendant la situation de la rente pétrolière, se réduit d’année en année.

Elle est de l’ordre de 16,5 années, en l’absence de nouvelles découvertes mais qui ne seraient mises en production que dans 15 ans (cf. cas gisement El Merck).

Or entre temps, du fait de la hausse des consommations domestiques, l’Algérie risque de ne plus avoir de pétrole à exporter.

Certains think tanks (Chatham, etc) estiment qu’avant 2023 l’Algérie n’aura plus de pétrole à exporter. Ces résultats sont corroborés par des études menées par l’OPAEP et confirmés par nos propres estimations.

Ceci est dramatique pour la viabilité de la Nation algérienne.

Mais la réalité est pire à cause de la hausse de la consommation domestique algérienne qui n’avait pas été prévue par ces think tank car leurs études ont été faites en 2007, soit antérieurement à la hausse soudaine de la consommation de produits pétroliers !

En effet, le déséquilibre (offre pétrolière nette hors association moins besoins domestiques) s’est précipité depuis 2008, sous l’effet de l’augmentation du parc automobile et de l’accroissement de la diésélisation

A titre, d’exemple, nous présentons l’évolution de la consommation algérienne en gaz oïl, qui n’est plus soutenue par la production nationale (inadéquations qualitatives et autres)
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Ces faits montrent pourquoi la fin des exportations pétrolières algériennes est pour bientôt (2018 ? 2020 ?)
Rappelons que :
. La fin des exportations pétrolières intervient plusieurs années avant la fin marquée par la valeur de R/P (Reserves / Production)

. La fin des exportations pétrolières est constituée par un plateau du fait de la politique des Associés (exporter leur part de profit oil ou le vendre aux raffineries algériennes), de la gestion des importations de pétrole brut étranger pour l’approvisionnement des raffineries algériennes, si tant est qu’elles puissent trouver un pétrole brut avec des spécifications acceptables

. Pour l’Algérie, il ne s’agira plus de vendre du pétrole mais d’en acheter (modèles d’optimisation pour les décisions, financement ?, quelles garanties bancaires ?) 

  1.  le « dilemme cornélien » de la stratégie pétrolière algérienne :

La fin des exportations du pétrole se rapproche sans que les responsables concernés n’aient trouvé  de produits de substitution pour le rôle joué par le pétrole au niveau de la fiscalité, de la balance des paiements  et du PNB (valeur ajoutée).
 
Cela tient au fait que

 -Le gaz  présente une rente différenciée insuffisante et des surcoûts algériens spécifiques (corrosion des pipes line, autoconsommations des usines de liquéfaction), notamment le GNL  (coût  de liquéfaction > à + de 1$/MM Btu contre  moins  de 0,5 MM Btu chez nos concurrents)

- Le solaire ne sera pas compétitif par rapport au gaz et devra  être subventionné jusqu’en 2025-2030 !

- Les gaz de schistes ou autres tight gas, présentent  un coût supérieur à 10$/MM Btu (4 à 7$ aux USA et > 10$ en Europe), soit près de 100 fois le coût du gaz naturel  algérien en tête de puits, nonobstant les autres défauts (eau, pollution, plateau de production limité à un an, nécessité de forer des centaines ou des milliers de puits, etc)
- L’off-shore  présente un potentiel intéressant, mais il faut attendre après 2020 pour que la Learning Curve permette des coûts moindres. Actuellement le coût d’un forage off-shore au Brésil est de 250 millions $ contre 5 à 10 millions $ pour l’on-shore.
 
En résumé, à l’horizon 2015-2030, il n’y a aucune source d’énergie  candidate  pour remplacer le pétrole brut algérien national, dans son rôle de générateur de la rente pétrolière (fiscalité, balance des paiements, valeur ajoutée).

Hors en tant que « rente résiduelle exportable »ce pétrole risque de faire défaut  de 2015 à 2020  et fera défaut après 2020
La seule solution consiste à

- D’abord d’augmenter les réserves actuelles du  gisement de Hassi Messaoud par l’utilisation des technologies appropriées (Récupération Assistée ou Enhanced Oil Recovery).

- Explorer intelligemment les « Zones Frontières » algériennes (Algérie du Nord ?)

- Se préoccuper en priorité de cet objectif vital, car c’est un problème de survie pour ceux de nos frères et sœurs qui vivront en Algérie après 2015-2020.

Tout le « dilemme cornélien » de la stratégie pétrolière est  résumé ci-dessus.

Il s’agit de trouver une solution dite de « non discontinuité économique » pour la période 2015-2020.

Après les erreurs manifestes de gestion, ou plus précisément de « non-gestion » (programmation dynamique, programmation linéaire, théorie du contrôle optimal, arbre de decision, methode, de Monte Carlo, etc), nous n’avons plus le droit de ne laisser aucun espoir à la jeunesse algérienne, aux retraités, aux fonctionnaires, aux salariés, aux citoyens de la prochaine décennie.
 
Le précèdent Ministre de l’Energie s’était trompé de pays, en voulant désalgérianiser la Sonatrach (20 % au lieu de 51 %), et privatiser les raffineries. Erreur spatiale !

Son remplaçant  se trompe de période : Ses propositions sont intéressantes  pour la veille technologique  (solaire, off-shore, gaz de schiste, et même le Gaz de la planète Titan), mais pas pour investir avant 2025, et encore moins en 2012. Erreur temporelle !
Ces erreurs spatio-temporelles des 2 ministres de ce secteur vital montrent  les limites de la cooptation, surtout en l’absence de contrôle et de bonne gouvernance.

Tout ceci montre qu’il y a problème.

Ce problème est autant celui de la Nation actuelle que des générations futures, d’où l’extrême urgence d’instituer le Conseil de l’Energie, de mettre en place des Conseils d’Analyse Stratégiques à plusieurs niveaux (Présidence, Premier Ministre, Ministère, Institutions stratégiques).

Ceci contribuera à aider ceux de nos concitoyens en charge du secteur de l’Energie  qui connaissent actuellement  la solitude angoissante de ceux qui ne savent plus grand chose mais sont obligés de « brasser du vent » pour justifier l’injustifiable, comme par exemple  une politique de l’Eolien alors que l’Algérie  n’a pas de vent.

(En effet, un simple coup d’œil à un Atlas Eolien algérien montre qu’en tout lieu du territoire algérien, la vitesse du vent est inférieure à 6 m/s (6 m/s = vitesse minimale économique requise) Ceci a lieu même au Sud d’Adrar ou la faiblesse de la vitesse du vent côtoie l’inanité de la demande électrique sauf à subventionner éternellement la production de cette électricité éolienne locale et durablement non rentable et non compétitive.
 
II La nécessité d’une révision drastique de la politique énergétique :

Le chapitre précèdent a permis d’identifier les conséquences inacceptables des politiques pétrolières passées et actuelles.
L’analyse des différents volets de cette politique conduira à identifier les causes et recommander les solutions en termes d’axes stratégiques.

Cette analyse portera sur la politique d’exploration-production, la loi des hydrocarbures,  la politique gazière, le modelé de consommation domestique/raffinage, la pétrochimie/diversification, le dessalement, la politique des énergies renouvelable, le management de la NOC (Sonatrach) et la gestion des Ressources Humaines.

Cette analyse de ces différents chapitres, sur les 20 dernières années, est édifiante et nous amènera à constater l’existence de Syndromes Spécifiquement Algériens (syndromes dits SSA par référence au syndrome hollandais dit « Dutch Disease »)

  1. La politique d’exploration-production (E/P):
  1. Les principaux éléments du bilan Exploration-Production (E/P) : 
Depuis les nationalisations des hydrocarbures en février 1971, l’Algérie a connu 3 époques différentes.
 
-La période  1971-1989:

Elle débute par les nationalisations de 1971 et continue jusqu’à la décennie ’80, marquée par la loi pétrolière 86-14 (complétée en 1991)

L'effort d'exploration durant les années 70 a atteint entre 12 000 km et 30 000 km de sismique 2D et 30 à 40 forages par an. Le ratio découverte par rapport à la production a atteint 27 %, chiffre modéré qui a justifié l'ouverture au partenariat.
 
-La décennie 90 : les efforts de Sonatrach se sont concentrés dans le Nord de l'Algérie et dans le Sahara central et ont permis des découvertes substantielles et prometteuses de gaz.

Les Associés, en coopération avec Sonatrach, ont pu découvrir de nombreux gisements à l'Est du Sahara, avec plus de 2 milliards de tonnes équivalents pétrole (15,9 Giga barils ) découverts avant 1999.
 
-La décennie précédente :

Le nombre de forages d'exploration a augmenté mais les découvertes totales, exprimées en réserves découvertes, ont atteint à peine 10 % des découvertes réalisées durant la période 1990-1998,

Les volumes découverts durant la précédente décennie n'ont même pas pu compenser la production de la même période contrairement à la période 1972-1998 où les volumes découverts ont compensé la production de trois décennies passées, c'est-à-dire le fameux principe de reconstitution des réserves.
 
-Conclusions : A titre d’exemple, durant la première moitié de la précédente décennie, l'Algérie a consommé 4 fois plus que les réserves découvertes, contrairement à la période 1972- 1999 où le niveau des réserves a été maintenu.
Ainsi, durant la précédente décennie, le taux de reconstitution des réserves a atteint moins de 20 %, contre 100 % durant les décennies 1970-2000. 
 
  1. L’échec de la politique d’exploration de la décennie 2000-2010 : 
  • Les taux de succès en forage :
Technologiquement, l’Algérie est en retard, avec un taux de succès inférieur à la moitié des taux de succès dans le monde, soit 20 % par rapport aux 50 % atteints dans le monde 
  • Les découvertes 2000-2010 :
Il ne s’agit pas de découvertes au sens propre mais à 75% de succès obtenus à partir des  réserves possibles des découvertes effectuées durant la décennie 1990-2000.
 
Ainsi le bilan MEM 1962-2007 rapporte :

. Découvertes totales : 88 découvertes (!!) entre 2000-2007 contre 231 entre 1962-1999

. Découvertes par bassin : essentiellement dans les bassins découverts avant 1999, soit Berkine (40 découvertes !), Illizi (12), Oued Mya/Amguid Messaoud (16), etc. 
  • La taille réduite des « découvertes »
La taille moyenne des découvertes a été inférieure à 80 millions de barils, très faibles par rapport aux découvertes de Berkine ou l'Algérie était premier découvreur dans le monde en 1994, avec 15,9 Giga barils en 8 années soit 2 Giga barils par année et une taille moyenne supérieure à 400 million de barils.

La taille moyenne des gisements de 2000-2005 est 5 fois inférieure à celle des gisements découverts durantla décennie ’90.
 
Il est curieux de constater le subterfuge trouvé par les experts en communication (propagande) du MEM.

Comme les débits des découvertes algériennes sont très faibles (cf. site web Sonatrach),alors pour la mesure du débit, on utilise des buses d’un diamètre plus élevé soit 32/64’ (pouces) au lieu de diamètres plus conformes aux pratiques professionnelles, telle la buse 28/64’ (pouces) comme c’est le cas pour le puits A1-65/02 « découvert » en Libye dans le réservoir Mamouniyat du bassin de Gadames (« découverte » mais pour une géologie similaire au Ghadamès algérien !).

C’est ce qu’annonce le site web Sonatrach, pour une découverte annoncée le 13/4/2009 « ..Les tests effectués au niveau de ce puits  ont donné sous duse 28/64 un débit de 8,25    m3/heure (1344 bbl/d) d’huile et de 2097 m3/heure (1,88 MMscf/d) et sous duse 32/64 un débit de10,04 m3/heure (1518 bbl/d) et 2561 m3/heure (2,17 MMscf/d). La profondeur finale du puits est de 2753 mètres (9033 pieds). » 
  • Le retard technologique : 
Dans le bilan 1962-2007 du MEM (cf. site web du MEM), pour l’Activité Géophysique (1966-2007), il est souligné
« Contrats d'association 1986-2006 :L'effort global d'exploration géophysique a connu une forte croissance qui s'est traduite par une nouvelle dynamique, notamment en matière d'utilisation de la sismique3D. Cette nouvelle technique (!!), plus coûteuse mais plus efficace que la 2D, permet d'obtenir une image plus précise et plus fiable du sous-sol. »

L’univers pétrolier utilise depuis longtemps la 4D, tout comme la 3D qui fut introduite après la micro-informatique, il y a 2 décennies !

On constate que, s’agissant d’utilisation d’outils technologiques, notre NOC raisonne en termes de couts (aspect comptable, Baosem) et non en termes de coût-avantage et/ou de rentabilité (aspect économique, management efficace) 
  • L’effort inapproprié et financièrement considérable en termes de budget d’exploration :
Le même bilan 1962-2007 du MEM (cf. site web du MEM) annonce «Il a été enregistré une reprise significative du forage d'exploration depuis 1999 pour le renouvellement de la base de réserves .Le nombre moyen de puits forés est passé de 36 par an pour la période 1962-1999 à 57 par an pour la période 2000-2007, avec un pic de 114 puits en 2007. »
 
Aujourd’hui ,sur la base des résultats (cf site web MEM et rapport Opaep), on peut affirmer que la politique d’exploration de la décennie passée est un échec très couteux : le nombre de forages d'exploration a augmenté ,passant de quelques 40 puits /an (1990-1999) à plus de 57 puits/an (2000- 2007) mais les découvertes totales de la décennie passée , exprimées en réserves découvertes, ont atteint à peine 10 % des découvertes réalisées durant la période 1990-1998.

L’échec se lit dans la rigueur des chiffres : Malgré une augmentation de 42% du nombre de puits forés, le résultat a été de 10 fois moins de découvertes, soit pour la dernière décennie un rendement d’à peine4,2 % lorsque comparée à la décennie 1990-1999 (base 100 % pour celle-ci). 
 
2) Les ressources en place et les réserves en pétrole conventionnel :

Pour déterminer la politique pétrolière (exploration, loi hydrocarbure, programme d’investissements, etc.), tout le problème consiste à avoir une estimation des ressources en place, grâce aux géosciences (dont la géologie) et aux modèles d’évaluation pétrolière.
 
La mise en œuvre de ces modèles probabilistes puis d’autres modèles plus récents a permis d’estimer les ressources algériennes en pétrole conventionnel.
 
Plusieurs sources convergent pour estimer les Ressources en Place, les réserves et celles non encore découvertes.
 
Ces études, et les estimations de plusieurs experts, algériens ou étrangers, convergent pour estimer que les réserves de pétrole conventionnel à découvrir sont de l’ordre de 2 à 3 Giga barils, soit entre 17 et 25% des réserves prouvées actuelles.
Ces estimations de différentes sources sont cohérentes, y compris dans le temps. 
 
En 2004, ces mêmes réserves étaient estimées par Aspo  à :

Découvertes moyennes : 30 millions bbl
Productions futures : 15,5 G bbl
Dont gisements connus : 13,3 G bbl
Dont gisements à découvrir : 2,2 bbl
Productions passées et futures : 28 G bbl
Taux déplétion 2004 : 2,4 %
Année pic 2006
 
Pour l’Algérie, les réserves sont de 12.2 Giga barils (1535 millions T) et il resterait à découvrir entre 2 et 3 G Bbl (16 à 24 millions T) de pétrole conventionnel.

Par ailleurs sont considérés comme non conventionnels, les pétroles produits par la récupération assistée, les condensats, les huiles de schistes, les pétroles lourds (< 20 ° API), etc. 
  1. L’erreur de la thèse de l’effort d’exploration avec l’objectif de 100 puits /10000 km2 :
Le précédent Ministre de l’Energie était  venu de Washington en 1999 avec 3 ou 4  idées simples, voire simplistes.
  • (1) Privatiser les secteurs pétroliers (y compris Sonatrach et Sonelgaz), énergétiques et miniers.
  • (2) Transformer drastiquement les codes pétroliers, miniers (et la règlementation énergétique)  pour passer au régime de concession, se conformer au consensus de Washington et sortir de l’OPEP
  • (3) Vider  le secteur de ses cadres compétents, surtout ceux « marqués » par leur  lieu de naissance.
  • (4) Transformer le pays en gruyère, en forant des trous, et passer de 8 à 100 puits/10000 km2.
Les 2 premières idées étaient suggérées par Abraham Spencer (ex Secrétaire d’Etat US à l’Energie), et par un ancien PDG de Halliburton, devenuVP des USA.
 
La 3ème idée s’explique par des considérations psychanalytiques et le désir de faire le vide.
 
La 4ème idée s’expliquerait, selon ses responsables (World Bank) à Washington, par le fait qu’il n’a jamais pu assimiler les modèles économiques de prise de décision en exploration-production (EMV, Monte Carlo, etc)
 
Ne pouvant proposer une démarche rationnelle fondée sur les théories de la décision en univers probabiliste, il a alors imposé  cet objectif de 100 puits par 10 000 km2 , en guise de politique d’Exploration-Production.
 
Mais ce qui est grave aujourd’hui, c’est que les responsables du Ministère de l’Energie, surtout ceux des DG qui n’ont pas eu la chance de passer la classe de Seconde, continuent à imposer cet objectif de 100 puits/10 000 km2 en guise de politique d’exploration production.
 
Avant de suggérer les éléments d’une politique d’exploration et des textes règlementaires y afférents, il importe de démontrer l’inanité de cet objectif inapproprié.
 
Pour cela il importe d’analyser les statistiques mondiales et particulièrement américaines.

Les USA constituent un cas particulier par rapport au monde entier car le propriétaire d’un terrain y est propriétaire du sous-sol jusqu’au centre de la terre, contrairement au monde entier hors USA ou l’Etat reste propriétaire du sous-sol.

En outre, ce système économique, ou modèle texan, a intérêt à maximiser la recherche pétrolière compte tenu de la demande, de l’attractivité géologique, de l’effet d’échelles (réseau d’exploitation, capacités, proximité géographique) et du niveau de la demande.

En effet, les USA consomment 20 à 25% du pétrolier mondial.

Pour expliquer ce phénomène particulier, nous avons analysé les statistiques historiques 1950-2010 du Department of
Energy (ou DoE équivalent du Ministère de l’Energie) en distinguant les puits d’exploration (recherche) depétrolé et puits de gaz, les puits secs (gaz, pétrole) et les puits de développement (O&G).
 
Entre 1949 et 2009, les USA ont foré 2031664 puits (exploration + développement), avec une moyenne annuelle de 33306 et un maximum annuel de 74517 puits.

Pendant le même periode, pour l’exploration pétrolière O&G (hors développement) les USA ont foré 516884 puits d’exploration.
Algérie 2015 : Le spectre lancinant du début de la fin des exportations pétrolières.

Sur ces 516884 puits d’exploration, il y avait  379815  puits secs, forés sans succès.
Algérie 2015 : Le spectre lancinant du début de la fin des exportations pétrolières.

Ces 516884 puits forés entre 1949 et 2009 n’ont donné que 67346 puits de pétrole, soit un taux de succès de 13% (10 % pour le gaz avec 50810 puits)
Algérie 2015 : Le spectre lancinant du début de la fin des exportations pétrolières.

Cette courbe de production montre l’importance de l’effort d’exploration US, effectué depuis 1950 avec de faibles taux de succés qui justifient le nombre élevé de forage d’exploration
 
L’effort d’exploration US est marqué par le pic pétrolier de 1971 qui annonce la baisse drastique du nombre de puits découverts .L’augmentation de la moyenne du nombre de puits positifs ne s’explique que par le niveau des prix, mais cet effort s’est fait au détriment  des périodes 1990-1999 et 2000-2009.

La politique d’exploration pétrolière des compagnies US se soucie du présent (les actionnaires d’abord) au détriment du futur.
Au contraire, la politique pétrolière d’un pays mono exportateur et en développement ,tel l’Algérie, est d’optimiser le rythme d’extraction pétrolière (Théorème de Hollerint – 1920) ,en s’appuyant sur une politique d’exploration qui tienne compte des réserves mais aussi des ressources en place.

La moyenne de puits secs a été  de 75% entre  1949-2009, variant annuellement de 30 à 85%. Grace à la technologie et au management, elle a atteint  45% durant  la dernière décennie, soit un taux de succès supérieur à 55%.
Enfin, pour comparer ce qui est comparable :

- Les USA forent depuis 1870, soit 140 ans, ce qui explique leur moyenne de 500 puits /10000 km2, contre 10 à 20 puits/10000 km2 pour le reste du monde.
- Depuis qu’ils ont connu leur pic pétrolier en 1971 et par rapport à 2009, le nombre de puits US  à l’exploration  est passé au 1/3 (A=3) et durant la même période, le taux de succès est passé de 15% à 65% (B= 65/15=4,33).

Compte tenu de l’effet cumul historique, du taux de succès permis par la technologie, du risque géologique post pic pétrolier (pic pétrolier algérien atteint en 2006) ,et considérant que la moitié (C=50%) occidentale du Sahara algérien est géologiquement gazière, le taux pour l’Algerie ne peut être comparable au taux US.

Ainsi, le chiffre « objectif de politique d’exploration » de 10 puits /10000 km2  peut se justifier  de 2 façons :
 
a) Par comparaison aux statistiques mondiales hors USA : le nombre de puits forés en Algérie est cohérent avec  la moyenne mondiale 10 à 20 puits /10000 km2, ou celle de la zone hors OCDE (Moyen Orient, Afrique Asie) avec 10 puits /10000 km2

b) Par comparaison aux statistiques US (500 puits /10000 km2) : 500 divisés par (AxBx(1/C)xK) Avec K coefficient de prospectivité (densité) pétrolière estimé à 2 pour les USA par rapport à l’Algérie

Pour l’Algérie, l’estimation du nombre de puits à viser à l’exploration donne 500/(3 x 4.33 x 2 x 2)= 9,62 c'est-à-dire environ 10 puits /10000 km2
 
Ces calculs ne peuvent remplacer un modèle probabiliste de Recherche Opérationnelle.

Le but recherché est de dire que pour l’Algérie, l’objectif d’exploration est très proche de (dix) 10 puits /10000 km2 plutôt que des (cent) 100 puits /10000 km2.
 
Nous considérons que la moyenne algérienne de puits forés jusqu’en 2010, soit 10 à 11 puits /10000 km2 est raisonnable par rapport aux statistiques historiques mondiales.

La véritable moyenne mondiale n’est pas 100 puits/10000 km2 comme maintes fois répété (la méthode Coué !) mais 10 puits/10000 km2.

Hors USA, la moyenne mondiale est de 10 puits/10000 km2.

En tenant compte des données US, la moyenne devient 100 puits/10000 km2.

Comme le disent les économistes, les données américaines introduisent un biais statistique qui fait que les données algériennes ou mondiales peuvent être comparées entre elles, mais pas à celles des USA.

C’est d’ailleurs ce que les éminents experts géologues de Sonatrach (MM Abdelmadjid Attar et) et de Schlumberger disaient (cf. (1) site web du ministère de l’Energie):

« Il ne faut pas forer plus, il faut forer mieux » 
 
4) Le choix d’une politique d’exploration-production :

L’effort précèdent d’exploration pétrolière s’est trompé d’objectif, en insistant sur une prospection tout azimut.
C’est ceci qui a dissuadé les sociétés pétrolières étrangères (le risque géologique et l’attractivité pétrolière) plus que la législation ou la fiscalité.

Le problème auquel devraient être confrontés les responsables du secteur pétrolier devrait se poser en termes de défis et de priorité, tout le reste (programme, budget, lois et règlementations, réorganisation, etc.) en découlant.
  • Défi/Priorité 1 : reporter au-delà de 2030 la fin des exportations de pétrole brut
Objectif stratégique 1A : Améliorer en 2 étapes le taux de récupération du champ de Hassi Messaoud et disposer de réserves supplémentaires équivalentes à un champ de 0,2, voire 0,3 G bbl

Etape 1 :(1A1) améliorer de 3 à 4 % (ou taux MT selon analyse cost-benefit) le taux de récupération qui est actuellement de 15% (14 % lorssa découverte en 1956 !) y compris par des actions simples (optimisation réseau collecte pipe, continuation programme short radius, passage à la 4D, etc)

Etape 2 : (1A2) mettre en place un projet pilote pour déterminer les spécifications optimales du programme EOR (1B) et individualiser la Direction Production Hassi Messaoud (société avec moyens propres)
 
Objectif stratégique 1B : développer un prospect pétrolier dans le Nord 
  • Défi /priorité 2 : après études technico économiques, lancer le programme EOR (1B) et viser l’équivalent de Hassi Messaoud (5 à 7 G bbl)
  • Défi/Priorité 3 : après études géologiques adéquates et modélisation du processus d’exploration, programme « New Frontiers » dans le Nord du pays
  • Défi/Priorité 4 : prospection pétrole (Nord du pays, Off-shore, gaz Ouest saharien) par la NOC Sonatrach
  • Priorité 5 : veille technologique sur l’off-shore, les shales et tight gas (gaz de schiste,)

Conclusion

Sur la base d'une analyse SWOT, nous proposons une politique d'exploration- production axée sur le développement du gisement de Hassi Messaoud (récupération tertiaire), l'exploration dans les Zones dites Frontières, la veille technologique pour les autres projets mentionnés (gaz de schiste, off-shore, éolien, solaire, etc.).
 
Les analyses précédentes montrent l'inéluctabilité de la fin des exportations de pétrole, à l'horizon 2015-2020, et de la fin de la production pétrolière (2026 au plus tard). La politique d'exploration-production, en vigueur depuis 2000, agrémentée de politiques complémentaires (gaz de schiste, off-shore, éolien, solaire, etc.).n'apporte pas de résultats financièrement positifs avant 2025-2030, et ne constitue donc pas une solution satisfaisante. La situation est grave pour le pays, pour sa viabilité financière et en tant qu'État, et il est plus qu'urgent de se concentrer sur des objectifs stratégiques précis, afin de reporter au-delà de 2030 2050 le spectre de la fin des exportations pétrolières ou de la production pétrolière.
 Nous proposons une politique alternative d’exploration-production pour éloigner, voire supprimer ce spectre.

Lire aussi : 2011-2012 : La loi sur les hydrocarbures, les pratiques pétrolières et le lourd héritage de C.K.


Bio Express :
* Ingénieur Civil des Mines (Nancy) et Ingénieur économiste pétrolier (ENSPM/IFP). DEA Stat Math (ISUP –Paris) et Dr Science Eco (Dijon) Ali Kefaifi a exercé des responsabilités dans le secteur des hydrocarbures et de la pétrochimie.
- Chercheur RO (Oxy- Occidental Petroleum)
- Ingénieur production (vapocraqueur Carling/ Total)
- Directeur CMPK (Sonatrach /Skikda)
- Directeur projets (Uhde/Hoechst)
- Directeur projet (Rasco –Libye)
- Directeur Stratégie /Dévt. (Fonds Chimie-Alger)
- Conseiller et Directeur Stratégie (Ministère Energie- Alger)
- Président SGP
- Consultant Stratégie /Investissements (MIPI- Alger)


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